科学的分类分级评价是实现中国陆相页岩油效益开发的理论基础与关键前提。在系统性文献调研与综合研判的基础上，全面梳理了中国陆相页岩油分类分级评价的研究进展，深入剖析了其面临的核心挑战，并对未来的发展方向作出展望；厘清了页岩油分类体系的演进脉络与内在逻辑，围绕页岩油“四性”（含油性、储集性、可动性和可压性）评价参数体系，剖析了关键阈值的动态特征及其对类型的依赖性，并比较了从多参数叠合到机器学习等多种评价方法的适用性与局限性。分析认为，当前陆相页岩油分类分级评价存在三大核心局限性：①分类方案多元化但缺乏统一框架，导致概念体系混乱、推广困难；②评价参数繁冗且普适性标准缺失，关键参数阈值差异显著，尚未形成机理层面的统一认识；③评价方法与勘探开发实践融合不足，存在地质甜点与工程甜点错位、资源量与产能衔接不畅等问题。当前，中国陆相页岩油评价正处于从静态描述向动态预测、从单一地质维度向地质-工程-经济多维度协同的范式变革时期。未来应着力于构建全生命周期的动态分类分级评价体系，深化多源数据与人工智能技术的融合应用，并通过典型刻度区解剖和行业标准建设，推动该领域朝着标准化、精准化与效益化方向迈进。

页岩层系石油既是全球油气勘探理念变革和开发技术突破的新领域，也是支撑中国能源安全和接续油气稳产的新阵地。由于以往页岩层系主要被作为烃源岩进行评价，对其石油探明地质储量的估算缺乏可行方法和实践依据。为此，中国石化以2025年1月正式实施的《页岩层系石油储量估算规范》（DZ/T 0501—2025）为指导，依托水平井和直井-斜井优化部署，合理控制含油面积与有效厚度，并创新页岩岩心二维核磁分析方法等多项新技术，精准确定页岩物性、含油性参数，从而形成了一套科学、系统的页岩层系石油探明地质储量估算方法。应用上述技术，在济阳坳陷樊页平1区块与溱潼凹陷储家楼区块成功提交了中国石化首批页岩层系石油探明地质储量1.8 × 10⁸ t，检验了方法的准确性与有效性。基于申报实践，中国石化进一步形成了“加强勘探开发协同部署、取全取准评估资料、迭代升级储量评估方法、深化储量分类-分级评价”等四项页岩层系石油勘探开发新启示，提升了储量申报的质效。上述储量估算方法和勘探开发模式的创新，支撑了中国石化页岩层系石油探明地质储量申报从理论到实践的突破，为中国同类油藏的高效勘探开发提供了可复制的技术路径。

油气资源评价是精准掌握资源家底、科学规划勘探部署和保障国家能源安全的重要战略基础。进入“十四五”以来，中国油气勘探逐步从以常规油气为主转向常规与非常规油气并重的新阶段。基于“常-非一体”油气资源评价在理论认识、技术方法和资源评价应用方面的进展，深入剖析了评价区内常规与非常规油气的资源结构与分布规律，明确了重点盆地的有利勘探方向，主要取得以下认识：①突破传统评价方法局限，创新研发了基于盆地模拟的常-非一体油气资源评价新技术，指出不同类型烃源岩的差异生-滞-排演化模式是实现常-非一体油气资源评价的关键。新方法揭示了全序列油气的有机成因联系和协同演化过程，为常-非一体油气资源评价和勘探决策提供了重要依据。②评价区内常规油气原地资源量保持稳定，非常规油气原地资源量则大幅增长，总体呈现出“油气均衡、常稳非增”的资源结构特征，重点大型盆地依然是油气勘探突破的主战场。③从资源发现率和分布特征来看，常规与非常规油气的有序接替为实施“稳油增气”战略奠定了坚实的资源基础。常-非一体重点勘探方向主要集中在渤海湾盆地的古近系，四川盆地的寒武系、二叠系和侏罗系，以及鄂尔多斯盆地石炭系-二叠系与三叠系。

深层-超深层海相页岩气是中国页岩气勘探开发的重要领域。通过对典型深层-超深层海相页岩气藏的解剖，揭示了四川盆地深层-超深层页岩气富集与高产规律的差异机制。研究结果表明：①四川盆地志留系龙马溪组与寒武系筇竹寺组深层-超深层页岩气可划分为高富集-高产、高富集-低产和中富集-高产3种类型；②正向构造背景、良好的保存条件和适度发育的裂缝三者之间的协同耦合，是深层-超深层页岩气实现高富集与高产的关键要素。据此建立了“构造控藏、保存控富、裂缝控产”的三控高富集-高产模式。建议以此为指导，在深层-超深层页岩气有利区强化“工程甜点”评价，重点关注继承性正向构造与微裂缝发育区，并针对不同类型气藏开展差异化压裂工艺攻关，以推动“新区域、新层系、新类型”页岩气资源的规模发现。

四川盆地及其周缘地区页岩层系多、页岩气藏类型多样、资源潜力大，但不同区带、不同层系的页岩气成藏地质条件差异较大、富集规律复杂，需要系统开展页岩气藏分类研究，指导新区、新层系和新类型页岩气的勘探部署。分析研究了五峰组-龙马溪组页岩气富集、高产条件和气藏特征，根据12种分类因素和21项分类指标系统开展了页岩气藏分类研究。重点优选沉积、储层、地层压力系数、埋深、地应力和构造样式等6种因素，提出了每种因素下的气藏分类方案及标准，建立了多因素动态组合的气藏分类评价体系，对四川盆地及其周缘地区的页岩气藏或含气构造进行气藏分类。根据建立的页岩气藏类型分类评价体系，开展四川盆地盆缘及盆外新区页岩气藏类型划分。研究确定盆缘南川页岩气田属于海相、裂缝-孔隙型、中深层-深层、中-高应力、常压和干气页岩气藏；盆外武隆含气构造属于海相、裂缝-孔隙型、浅层-中深层、中-低应力、常压和干气页岩气藏。该研究成果为探明储量提交及探评井部署奠定了良好基础。

基于四川盆地侏罗系自流井组-凉高山组陆相油气勘探现状和进展，以主力烃源岩为中心，依据成藏要素组合关系界定了侏罗系自流井组-凉高山组全油气系统特征及含油气组合特征，并分析了全油气系统内各类储集体特征及源-储耦合关系，总结了常规-非常规油气一体化成藏规律，指出了有利勘探方向及下一步攻关方向。研究认为：①自流井组-凉高山组受沉积旋回变化控制，发育3期湖侵沉积体系；该全油气系统下发育3套含油气组合，具有烃源条件优、储集条件好、成藏配置优特征。②建立了基于“砂（灰）/地比、单层砂（灰）夹层厚度”二元储集体划分标准，解决了陆相岩性非均质性强、储层划分界限不明的难题；明确了自流井组-凉高山组共发育纹层型、夹层型和互层型3种源内页岩储层及致密砂岩和灰岩2种源外常规储层，沉积相序控制了多类型储层有序分布。③明确了多类储层的源-储成藏配置关系，纹层型页岩具有“中-高生烃、自生自储、强滞留”源-储特征；夹层型和互层型页岩具有“中等生烃、自生自储、微运移”源-储特征；砂岩（灰岩）储集体具有“下生上储、近源成藏、断裂输导”成藏特征。④侏罗系自流井组-凉高山组全油气系统中多类型储集体受沉积相带控制，呈时空有序分布；由下而上发育东（东岳庙段）一亚段纹层型和夹层型页岩油气，大安寨段夹层型页岩油气和常规灰岩油气，凉高山组纹层型和夹层型-互层型页岩油气及常规砂岩油气，源内-源外油气藏呈“平面两分类、纵向三层楼”式展布。⑤侏罗系自流井组-凉高山组全油气系统中多类型油气藏有序聚集、规模成藏、资源潜力大，具有“常-非一体、立体成藏”特征。

四川盆地寒武系页岩气勘探取得重大突破，发现了目前全球地质时代最古老的页岩气藏。为揭示古老层系页岩气富集机理，以中-上扬子地区寒武系页岩为研究对象，结合勘探开发资料，系统分析了页岩岩相、储层、地化特征和气藏类型，重点研究了保存条件。研究表明：①研究区下寒武统发育富有机质［总有机碳含量（TOC） > 3%］和贫有机质（TOC < 1%）两类页岩，页岩有机质类型好（以Ⅰ-Ⅱ₁型为主）、热演化程度高［等效镜质体反射率（EqVR_o） > 3.0%］，形成了自生自储型和运移聚集型两类页岩气藏。②优质储层和有机质热演化程度共同控制古老页岩气藏的形成。页岩优质储层的发育受控于成岩作用和生烃成孔演化的协同效应。③保存条件是古老页岩气富集的关键控制因素。德阳-安岳裂陷槽因构造稳定，形成了压力系数为1.6 ~ 2.0的超压，页岩气富集程度高。④建议优先在热演化程度相对较低（EqVR_o < 3.5%）且保存条件良好的区域进行页岩气勘探。⑤寒武系古老页岩气资源潜力评价需重点关注超深层页岩气保存条件极限、优质储层形成机理、高-过成熟页岩生/排烃和滞留烃量定量表征等关键科学问题。

综合运用X射线衍射、扫描电镜、电子探针与碳、氧同位素分析等多种手段开展了川东北地区上二叠统大隆组硅质页岩中微晶方解石的成因及其对页岩储层发育的影响研究。大隆组硅质页岩石英含量普遍较高，其次为碳酸盐矿物，黏土矿物含量总体较低。显微观察发现硅质页岩中含有大量放射虫生物碎屑，以密集堆积和分散状两种方式分布于硅质矿物基质中。放射虫骨架在正交偏光下呈碳酸盐交代特有的晕彩，扫描电镜下见典型的部分与完全交代假象结构，结合能谱分析证实为成岩交代成因。交代作用同步发生在放射虫骨架以外的作为岩石格架的硅质矿物基质中，方解石交代物以自形程度较高的单颗粒和自形程度较低甚至非自形的集合体两种形式存在，呈星点式或连片式不规则地赋存于硅质矿物基质中，形成镶嵌结构。碳酸盐氧同位素组成指示方解石形成于低温环境，电子探针分析显示方解石具有高硅和锶含量异常特征，为早成岩阶段孔隙流体与岩石的相互作用所引起。这一作用过程使石英颗粒间的较多原生无机孔隙遭到充填破坏，减少了后期液态烃生成后的原位滞留空间，进而影响高-过成熟阶段次生有机孔隙发育的数量和总孔隙大小。碳酸盐交代作用是控制川东北地区大隆组硅质页岩优质储层发育的重要机制，页岩气甜点层段的优选应充分考虑该作用的差异影响。

复兴油田首期探明页岩油气地质储量通过评审，印证了四川盆地复兴地区陆相页岩油气良好的资源潜力。尽管已有研究基础雄厚，但仍存在因油-水组分未恢复而导致评价结果失真、全流体定量表征手段缺失以及源-储耦合机理不清等瓶颈。以四川盆地东部复兴地区中-下侏罗统富有机质陆相页岩为研究对象，研究层段包含凉二（凉高山组二段）下亚段、东（自流井组东岳庙段）一亚段和大（自流井组大安寨段）二亚段。建立“岩石颜色-有机质丰度-沉积构造-矿物组分”4参数岩相划分方案，识别出8种主要岩相，并围绕其流体赋存规律与源-储耦合特征展开系统研究。基于复兴地区中-下侏罗统主要氢核组分的T₁-T₂二维核磁共振定量识别图版，构建了不同岩相页岩流体恢复与赋存特征评价流程，通过水序列和油序列实验分别恢复原位地层条件下的流体赋存状态，应用陆相页岩源-储耦合系数对该层系页岩的源-储耦合特征进行了综合评价。研究认为：① 有机质类型、有机质丰度、孔隙度、孔径分布及流体组分共同控制页岩油的赋存状态，是评价优质储层的关键指标。② 游离油与吸附油的含量及其比例是表征页岩含油性和可动性的重要指标，黏土矿物束缚水会占据部分页岩油的赋存空间，毛细管束缚水则易阻塞孔喉通道，二者均为制约储集性能与流体可动性的重要因素。③ 凉二下亚段灰黑色富碳粉砂纹层黏土质页岩相（L1）和东一亚段灰黑色富碳粉砂介壳纹层黏土质页岩相（L7）为源-储耦合关系良好的A类岩相，评价结果与实验数据高度吻合，较准确地还原了地质条件下储层的含油性、储集性和可动性特征。研究建立的“岩相识别-流体恢复-关键参数定量评价-耦合类型分级评价”方法体系具有较强的实用性与可靠性，试油-试采效果良好，能够实现总有机碳含量（TOC）、游离烃含量、吸附烃含量、总孔隙度和束缚水含量等关键参数的精确测算，为陆相页岩富集层段与最优靶窗优选提供了有效手段，对复兴地区陆相页岩油气的立体勘探与高效开发具有重要支撑作用。

页岩岩相类型的识别与划分是页岩气勘探开发潜力评价的重要基础，也是页岩气甜点层段评价优选的重要依据。通过野外剖面观测、钻井岩心观察与薄片鉴定、全岩X射线衍射分析和总有机碳含量（TOC）测定，研究了川北地区下寒武统筇竹寺组页岩岩相类型及分布特征，揭示了拉张槽到台内坳陷有利岩相组合的发育规律，建立了筇（筇竹寺组）一段和筇二段页岩的沉积模式。研究结果表明：①基于页岩TOC分级-全岩矿物分区开展岩相分类，筇竹寺组页岩分为13种岩相。其中4种主要岩相为高有机质含黏土长英质页岩相、富有机质含黏土长英质页岩相、中有机质含黏土长英质页岩相和高有机质长英质页岩相。②筇竹寺组TOC ≥ 1.0%的页岩段主要发育高-富有机质含黏土长英质页岩岩相组合、高-富有机质长英质页岩岩相组合、中-高有机质含黏土长英质页岩岩相组合、中-高有机质长英质页岩岩相组合、中-高有机质含黏土长英质页岩与长英质页岩岩相组合5种类型有利岩相组合。③查明了川北地区筇一段和筇二段不同类型岩相组合的分布特征，可为川北地区筇竹寺组页岩气选区评价和勘探部署提供决策依据。

四川盆地五峰组-龙马溪组深层-超深层页岩气资源潜力大，但其储层特征与中-浅层存在显著差异。以川东凤来和梁平地区深层（埋深> 3 500 m）和超深层（埋深> 4 500 m）页岩为重点研究对象，通过场发射扫描电镜（FE-SEM）观测、高压压汞-气体吸附联合孔隙表征、聚焦离子束扫描电镜（FIB-SEM）三维孔隙重构、覆压孔-渗测试及流体包裹体显微测温等实验分析，结合与涪陵焦石坝中-浅层页岩储层的系统对比，阐明了深层-超深层页岩储层特征及其与中-浅层差异的主控因素。研究表明：①川东深层-超深层富有机质硅质页岩仍保持良好储集性能，表现为有机质孔主导的孔隙结构、相对较高的孔隙度和渗透率，并具有较强抗压实能力和有限裂缝-流体活动。②与中-浅层页岩储层相比，深层-超深层页岩无机质孔和微裂缝发育程度显著降低，介孔-宏孔占比增加，且受上覆压力影响渗透率显著下降。③深层-超深层与中-浅层储层差异主要受构造位置、矿物组分、成岩作用、构造演化和裂缝-流体活动共同控制。研究成果为四川盆地深层-超深层页岩气勘探开发提供了地质依据。

苏北盆地古近系阜（阜宁组）二段页岩具有有机质丰度低、岩性复杂和断块破碎的地质特点，页岩油勘探面临资源潜力和富集机理不清、勘探方向不明等难题。系统开展了低总有机碳含量（TOC）页岩成烃、成储和成藏机理，明确了勘探潜力和有利目标。研究结果表明：① 阜二段主要发育5种岩相，其中阜二段一亚段和二亚段的纹层状黏土质-长英质、长英质-碳酸盐混合质页岩为有利岩相。② 页岩有机质类型为Ⅰ-Ⅱ型，发育光面球藻、葡萄藻、沟鞭藻和木栓质体等有利成烃母质，具有“早生烃、高转化、低排烃、富游离”的生-排-滞-聚特征。③ 页岩为裂缝-孔隙型储层，孔隙以黏土矿物晶间孔、长英质矿物粒间孔和溶蚀孔为主，裂缝主要为层理缝、构造缝和成岩缝，裂缝孔隙度占17% ~ 21%。④ 受成岩和构造作用影响，页岩油在源内发生3次微运移，页岩具有微运移-自封闭的成藏特征。⑤ 阜二段具有深凹稳定型、高陡断阶型、复杂断块型和浅埋单斜型4种页岩油成藏模式。⑥ 页岩油富集高产主要受沉积成岩、保存条件和可压性三因素控制。溱潼凹陷实施12口探评井和3个试验井组，均获得高产，提交页岩油探明储量超过4 000 × 10⁴ t，揭示了苏北盆地低TOC页岩油良好的勘探开发潜力。

为研究苏北盆地古近系泰州组二段页岩油储层的岩相组构、储集类型、含油性和可动性，基于取心井HY2井页岩样品，开展了大面积薄片拼接成像分析、氩离子抛光-场发射扫描电镜（FE-SEM）观察、全岩X射线衍射（XRD）分析、总有机碳含量（TOC）测定、岩石物性分析和激光共聚焦显微镜（CLSM）观测等实验，系统研究了泰州组二段页岩储层发育特征和差异成储机理。研究结果表明：①页岩储层矿物组成以高碳酸盐矿物、高黏土矿物和低长英质矿物含量为特征。碳酸盐矿物主要以泥晶分散状、团块状和纹层状形式产出。②页岩纹层发育程度较低且类型较单一，主要发育碳酸盐纹层和生物碎屑纹层，少见长英质纹层，页岩纹层矿物组合以“碳酸盐矿物+黏土矿物”和“生物碎屑+黏土矿物”两种类型为主。③页岩主要发育块状灰质泥岩和纹层状含灰/灰质页岩两种岩相。储集空间以黏土矿物晶间孔为主导，纹层缝和高角度裂缝发育少，局部可见少量溶蚀孔、粒间孔和有机质孔。④页岩油主要以分散状赋存，轻/重比介于0.52 ~ 0.77。⑤沉积环境控制页岩储层岩相组合，成岩作用控制页岩储层孔隙演化，构造作用控制页岩储层裂缝系统，页岩生烃热演化史控制页岩油气分布。

天然裂缝是页岩油藏重要的储集空间和主要渗流通道，控制了页岩油气的运移、富集和单井产能。渤海湾盆地东营凹陷（沙河街组）沙四上亚段-沙三下亚段泥页岩目前仍存在对泥页岩裂缝类型和发育规律认识不清的问题。通过岩心观察、成像测井解释、卷积神经网络预测和岩石物理实验综合研究，分析了该区页岩裂缝发育特征、发育期次、主控因素及成因机制。研究结果表明：①东营凹陷沙四上亚段-沙三下亚段页岩天然裂缝可分为构造裂缝、成岩裂缝和异常高压裂缝3种类型；构造裂缝是该区的主要裂缝类型，细分为低角度张-剪复合裂缝、中-高角度剪裂缝、中-高角度“Y”型剪裂缝、高角度扭-张裂缝、高角度混合裂缝和近直立张裂缝等6种亚类。②不同类型裂缝呈NEE向、近WE向和NWW向展布，与断裂密切共生；经历了6个构造演化阶段。③页岩天然裂缝发育程度受构造、页岩有机碳含量和页岩脆性指数共同控制。裂缝发育程度与到断层距离呈负相关，与有机碳含量和脆性指数呈正相关。④裂缝发育受构造应力状态控制。沙四上亚段-沙三下亚段及沙二段—东营组在断陷阶段伸展应力状态下形成中-高角度剪裂缝和张-剪混合裂缝。东营组在沉积末期挤压应力状态下形成低角度张-剪复合裂缝。馆陶组-明化镇组在拗-断作用下形成近直立的张裂缝和异常高压裂缝。⑤直剪实验证明页岩层理倾角、层理厚度及层面结合强度对裂缝的发育样式具有影响。

以渤海湾盆地济阳坳陷沙河街组咸化湖盆页岩为研究对象，用扫描电镜（SEM）、阴极发光（CL）以及能谱分析（EDS）等多种手段，系统研究自生矿物特征及其对微观孔隙演化的控制机制。研究表明：①粗晶或次生加大方解石在碱性成岩环境下大量沉淀，导致孔隙度显著下降。②虽然成岩白云石含量低且呈分散状，但碱性胶结阶段酸性流体改造作用的减弱，间接抑制了孔隙保存。③铁白云石多形成于富 亚铁离子（Fe²⁺）的酸性环境，常与伊利石化及钠化作用伴生。钠长石和铁白云石虽本身不直接作为孔隙载体，却与面孔率呈显著正相关，体现了酸性流体改造与矿物转化的协同效应。④伊利石是重要的孔隙载体，其片状或纤维状集合体在酸性环境中有助于粒间孔、层理面及微裂缝孔隙的形成与连通。⑤自生石英除细微充填形态外，还可形成特殊的脉状集合体，为周围孔隙结构提供刚性支撑，减缓后期压实作用和胶结作用对孔隙的破坏。⑥沙河街组页岩孔隙演化受酸性阶段“溶蚀-增孔”和碱性阶段“胶结-减孔”交替主导，不同自生矿物组合及其空间分布可作为评价储层孔隙保存潜力的重要指标。

陆相页岩油气是中国目前油气增储上产的重要领域，精细的地质甜点评价是高效立体开发的前提。准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组是中国三大页岩油产能示范区之一。为明确芦草沟组页岩油资源前景和甜点分布，为后续立体开发提供理论支撑，在精细研究芦草沟组地质特征的基础上，开展了“四性”评价，研究提出了定量评价页岩油资源质量的甜点指数，系统划分了岩相及岩相组合，定量评价了不同岩相组合勘探潜力，确定了甜点层纵向分布。研究结果表明：①根据矿物组成、有机质丰度和沉积构造，芦草沟组可划分为11个岩相。②依据岩相组合关系划分出4种岩相组合，其中纹层状富有机质泥岩（灰云岩）和纹层状富有机质粉砂岩组合及纹层状富有机质泥岩（灰云岩）、纹层状富有机质粉砂岩和块状富（贫）有机质粉砂岩（泥岩）组合中的纹层状富有机质泥质粉砂岩是最有利的页岩油勘探岩相。③纹层状富有机质泥岩（灰云岩）组合中部分纹层状富有机质长英质泥岩和纹层状富有机质混合泥岩具有良好的勘探潜力。④芦草沟组中“源-储共生”和“源-储一体”型页岩油是有利勘探目标。⑤芦草沟组中发育多套甜点层，页岩油甜点层的资源潜力都不应忽视。⑥在面对甜点多层叠置的陆相页岩油系统时，应当在精细地质评价基础之上，采用立体开发手段降低成本。

为了研究储层演化与烃源岩生烃作用相互影响关系特征，基于准噶尔盆地玛湖凹陷风5井低熟烃源岩样品，开展了孔隙热压生烃模拟实验，系统分析不同演化阶段烃源岩与储层的协同动态演化过程。研究表明：①玛湖凹陷风城组泥页岩生烃演化分为生油早期［模拟镜质体反射率（Easy R_o） < 0.75%］、生油中期（主生油期）（Easy R_o = 0.75% ~ 1.06%）和生油晚期（Easy R_o = 1.04% ~ 1.14%）3个阶段。在生烃作用影响下，储层演化同样具有孔隙发育较差阶段（Easy R_o < 0.75%）、孔隙体积缓慢增加阶段（Easy R_o = 0.75% ~ 0.97%）和孔隙体积迅速增加阶段（Easy R_o = 0.97% ~ 1.14%）的3阶段特征。②风城组页岩生烃演化对储层物性的影响包括次生无机孔隙产生、沥青充填与收缩、生烃增压诱导微裂缝发育、酸性流体溶蚀和自生矿物生成等方面。③储层物性改善可促进页岩生、排烃过程，气/油比升高在较差储层物性条件下则可提高排烃效率。④基于烃源岩与储层的相互作用，可将玛湖凹陷风城组页岩源-储协同演化划分为4个阶段。演化初期（Easy R_o < 0.75%），烃源岩生烃产率较低，储层物性较差。缓慢演化阶段（Easy R_o = 0.75% ~ 0.97%），烃源岩生、排、滞烃产率缓慢增加，储层物性逐步改善。快速演化阶段（Easy R_o = 0.97% ~ 1.06%），储层物性较好，烃源岩生、排、滞烃产率较高。演化后期（Easy R_o > 1.06%），烃源岩生烃产率降低，储层物性较好，排油率增加。当前玛湖凹陷风城组页岩油勘探突破区主体处于快速演化阶段，表明具有优越的资源潜力。

四川盆地湖相页岩油气资源丰富，总资源量6 × 10¹² m³（气当量），以凝析油气藏为主，主要分布于侏罗系千佛崖组/凉高山组、自流井组东岳庙段和大安寨段的浅湖-半深湖相沉积地层内。与海相页岩气相比，湖相页岩岩相特征、黏土矿物含量及气藏类型差异显著，油气开发面临稳产期短、递减快、单井预计最终可采储量（EUR）低等诸多难题，经济效益不高。系统分析研究了侏罗系3类页岩岩相组合，研究表明压裂开采存在三大技术瓶颈：①页岩多岩相组合、强非均质性制约裂缝扩展与支撑剂运移，改造体积提升困难。②高黏土矿物含量引发水化膨胀，缝网长效导流能力难以维持。③多尺度-多重介质-多相态储层中应力-渗流场动态演化，烃类赋存与渗流机制复杂，现有地质-工程模型及数值模拟方法适应性不足。认为亟需攻关强非均质页岩压裂缝网成缝机制、液-岩耦合孔缝结构演化与流体时空分布及多介质多相流体渗流规律等基础研究，构建“多岩相-多重介质-多尺度-多相流体”的页岩油气地质-工程一体化开采优化技术体系，形成“理论突破-技术研发-工程示范”全链条方案，为湖相页岩油气经济开发提供技术支撑。

总结了中国页岩油气储层改造理论与技术的发展历程及演进路径，为今后的高效勘探开发提供理论指导与技术支撑。通过对比中美页岩储层地质参数特征及差异分析，采用文献追踪方法，系统梳理压裂理念、理论模型及关键技术的演进路径，提出中国页岩油气储层改造技术的整体发展框架。中国通过“高强度改造”弥补储层劣势，压裂液黏度逐步降低至滑溜水主导（占比 > 90%），支撑剂向多级微支撑演进，裂缝监测实现高精度处理与解释，最终形成复杂缝网压裂技术体系及调控闭环系统。揭示了中国特色页岩油气储层改造技术演进规律，提出了地质-工程一体化、少水环保技术和智能化装备等发展方向，对实现页岩油气革命及国家能源战略目标具有重要指导意义。

特高含凝析油凝析气藏（凝析油含量 > 600 g/m³）在压力降至露点压力以下时，会迅速发生反凝析现象，导致近井地带凝析液积聚，严重影响气井产能。以X区块特高含凝析油凝析气藏为研究对象，考虑页岩凝析气藏的吸附-扩散机理，研究注CO₂补能对降低凝析液含量及恢复产能的作用，评估了不同CO₂封存机制的碳埋存效率。研究结果表明：在衰竭开发过程中，轻质组分不断采出，地层流体体系逐渐由凝析气向挥发油转变。在低压阶段注入CO₂可有效降低地层凝析液含量，恢复近井地带气体流动能力，但在高压阶段注入CO₂会使体系呈现挥发油态，反而增加凝析液量。与中-低含凝析油凝析气藏不同，CO₂注入无法显著降低特高含凝析油凝析气藏的露点压力，而中-低含凝析油凝析气藏可通过CO₂注入有效降低露点压力，进一步缓解反凝析污染。CO₂在地下主要以构造封存和束缚空间封存形式存在，二者占总封存量的主要部分，溶解封存和吸附封存所占比例相对较小。此外，优化后的CO₂单井吞吐注-采参数（注气时长、注气速率和焖井时间），为特高含凝析油页岩凝析气藏的高效开发及碳封存提供了理论依据。